Устьевая арматура скважины

Изобретение относится к запорно-регулируемой арматуре. Устьевая арматура скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей стандартной клиновой подвески подвешена на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство, образованное патрубками, с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки. В результате достигается возможность уменьшить высоту и металлоемкость фонтанной арматуры устья скважины при одновременном обеспечении возможности замены стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины. 2 ил.

 

Изобретение относится к запорно-регулирующей арматуре, а именно к арматуре, которую устанавливают на устье скважины для герметизации межколонного кольцевого пространства обсадных колонн, кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и для направления движения пластового флюида из скважины в выкидную линию.

Известно оборудование устья скважины, содержащее колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами и фонтанную арматуру со стволовым запорным устройством, а обсадные трубы соединены с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения (см. патент US №8505636, опубл. 13.08.2013).

Недостатками известного по аналогу оборудования являются его большие габариты, большая металлоемкость и необходимость переобвязки скважины при переводе ее с одного способа эксплуатации на другой.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является оборудование устья скважины, содержащее колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами, и фонтанную арматуру со стволовым и буферным запорными устройствами, а обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения (см. патент RU №2315852, опубл. 27.01.2008).

Расположение колонной головки вместе с фонтанной арматурой ниже уровня поверхности в углублении позволило снизить высоту колонной головки над поверхностью. Однако фонтанное оборудование и колонная головка по-прежнему имеют большие габариты, прежнюю большую металлоемкость.

Технической проблемой, решаемой изобретением, является устранение выявленных недостатков.

Технический результат заключается в том, что достигается возможность уменьшить высоту и металлоемкость арматуры устья скважины при одновременном обеспечении возможности замены стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины.

Техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что устьевая арматура скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей стандартной клиновой подвески подвешены на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном с нижним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство, образованное патрубками, с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки.

В ходе проведенного исследования было установлено, что представляется возможность резко снизить металлоемкость и высоту устьевого оборудования скважины за счет размещения части запорной арматуры и подвески колонны обсадных труб в скважине ниже поверхности земли, причем описанная выше конструктивная особенность выполнения оборудования устья скважины позволила одновременно добиться также возможности замены стволовой части запорно-регулирующей арматуры и боковых задвижек колонной головки без глушения скважины, увеличения устойчивости в особых случаях, а именно в случае установки в сейсмозонах или в случаях появления ударной волны, возможности установки на скважине с подводным расположением устья на небольшой глубине водоема, в районе возможного лова рыбы или судоходного района и добиться уменьшенной опасности загрязнения окружающей среды продукцией скважины в случае разгерметизации уплотнительных узлов оборудования.

На фиг. 1 представлен схематически продольный разрез оборудования устья скважины.

На фиг. 2 представлен увеличенно съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб.

Устьевая арматура скважины содержит колонную головку 1 с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб 2, 3 и 4 с задвижками 5 для перекрытия межколонного пространства, запорными устройствами на боковых отводах 33 и 34 и фонтанную арматуру с коренным 7 и буферным 8 запорными устройствами.

Наружная обсадная труба 2 соединена с корпусом 9 колонной головки 1 посредством резьбового соединения.

Промежуточная 3 и внутренняя 4 обсадные трубы, каждая посредством своей стандартной клиновой подвески, соответственно 10 и 11, подвешена на своем патрубке, соответственно 12 и 13.

Патрубок 12 промежуточной обсадной трубы 3 снабжен на верхнем конце буртом 14, опирающимся на выступ в корпусе 9 колонной головки 1.

Патрубок 13 внутренней обсадной трубы 4 опирается выполненным в его верхней части буртом 15 на бурт 14 патрубка 12 промежуточной обсадной трубы 3 через кольцо 16, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом 17 колонной головки 1.

Пространство между каждым патрубком 12 и 13 и подвешенной на нем обсадной трубой, соответственно, 3 и 4 в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, соответственно 18 и 19.

На внутренней обсадной трубе 4 над клиньевой подвеской 11 смонтирован съемный узел 20 подвески колонны насосно-компрессорных труб 21 (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство 7, снабженное шаровым затвором, крестовик 22 с центральным каналом и боковыми отводами 23, причем центральный канал крестовика 22 сообщен с буферным запорным устройством 8, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы 23 сообщены через кольцевое пространство 24 с боковым отводом 25 фонтанной арматуры, смонтированным во фланце 26, размещенном на колонной головке 1.

Приводы коренного 7 и буферного 8 запорных устройств выполнены с рычажно-поршневыми гидравлическими приводами, соответственно 27 и 28, управляемыми посредством гидравлического насоса (не показан на чертеже), установленного на фланце 26 над колонной головкой 1 и снабженного обратным клапаном, при этом последний и рычажно-поршневой привод выполнены автоматическими и дистанционно управляемыми.

Нижние седла каждого запорного устройства 7 и 8 с шаровым затвором подпружинены витой цилиндрической пружиной, соответственно 29 и 30, причем пружина 30 буферного запорного устройства 8 опирается в корпус крестовика 22, а стволовая часть фонтанной арматуры, содержащая коренное 7 и буферное 8 запорные устройства и крестовик 22, образует единый съемный узел, крестовик 22 которого соединен с патрубком 31, верхний конец которого соединен с заглушкой 32 фланца 26, установленного на колонную головку 1.

Съемный узел 20 подвески НКТ 21 снабжен обратными клапанами 35 (фиг. 2), которые открыты под весом установленной на нем стволовой части фонтанной арматуры, контактирующей с торцом корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21. Внутри корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21 выполнен резьбовой участок 39 для установки пробки, предназначенной для перекрытия НКТ 21 при замене стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины.

Вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке 36, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке 1 фланцем 26, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник 37 на съемный узел 20 подвески НКТ 21, стволовое шаровое запорное устройство 7 через крестовик 22 и образованное патрубками 31 и 38 кольцевое пространство сообщено с боковым отводом 25, выполненным во фланце 26, размещенном на колонной головке 1, а межколонные пространства обсадных труб 2, 3 и 4 скважины сообщены с боковыми отводами 34 и 17, выполненными в колонной головке 1, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод 33, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубками 13 и 38, а на боковых отводах 33 и 25 фланца и боковых отводах 34 и 17 колонной головки 1 установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство 8 расположено в колонной головке 1, а стволовое шаровое запорное устройство 7, съемный узел 20 подвески НКТ 21 и установленные соосно друг под другом клиновые подвески 10 и 11 последовательно расположены в скважине под корпусом 9 колонной головки 1.

В процессе работы добываемая из продуктивного пласта среда движется по НКТ 21 и далее через коренное запорное устройство 7 и крестовик 22 поступает в боковой отвод 25 фонтанной арматуры и далее выкидную линию скважины. Одновременно через буферное запорное устройство 8 давление добываемой из скважины среды передается на установленное на фланце 26 контрольное измерительное устройство. Запорные устройства на боковых отводах 33, 34 и запорное устройство 5 на боковом отводе 17 колонной головки 1 для контроля давления и проведения технологических операций закрыты.

В процессе эксплуатации скважины осуществляется периодический или постоянный контроль за величиной давления в межколонных пространствах, образованных НКТ 21 и обсадными трубами 2, 3 и 4 при помощи устройств для замера давлений (не показаны), для чего запорные устройства на боковых отводах 33, 34 и 17 открывают.

При появлении в процессе эксплуатации скважины каких-либо отклонений, например при газопроявлениях в указанных выше межколонных пространствах выше предельно-допустимых величин открывается предохранительный клапан (не показан), газ поступает из межколонных пространств к боковым отводам колонной головки 1 и далее сжигается нафакельном устройстве, например горелке (не показана), при этом открываются запорные устройства 5 и 6 на колонной головке 1.

Управление приводом коренного запорного устройства 7 и буферного запорного устройства 8 осуществляют с помощью гидравлического насоса, установленного на фланце 26, что позволяет дистанционно управлять коренным 7 и буферным 8 запорными устройствами, что важно и является необходимой функцией, когда приближение к устью скважины связано с риском для жизни обслуживающего персонала. При разрушении ствола, например в случае пожара на устье, происходит автоматическое перекрытие коренного запорного устройства 7 и, если необходимо, и буферного запорного устройства 8 скважины.

Наличие гидропривода также позволяет использовать для управления серийную гидравлическую станцию управления приустьевым клапаном-отсекателем.

Устьевая арматура скважины, содержащая колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, отличающаяся тем, что промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей клиновой подвески подвешена на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки.



 

Похожие патенты:

Раздвижной управляющий клапан содержит корпус клапана, седельное кольцо, расположенное внутри корпуса клапана, и пробку клапана с возможностью скольжения внутри корпуса клапана, при этом пробка клапана и седло клапана взаимодействуют между собой для контроля потока текучей среды через управляющий клапан.

Устройство содержит седельное кольцо, содержащее центральный сквозной канал и внешнюю стенку, причем внешняя стенка содержит участок с резьбой для крепления клети жидкостного клапана, причем участок с резьбой имеет первый диаметр; участок уплотнения для фиксации узла уплотнения между участком уплотнения и поверхностью корпуса жидкостного клапана и для размещения удлинения клети, причем внешняя поверхность участка уплотнения прилегает к удлинению клети, причем участок уплотнения имеет второй диаметр, больший, чем первый диаметр, и скошенный конец, расположенный между внешней поверхностью и второй ступенью участка уплотнения; и участок с выступающей кромкой для фиксации узла уплотнения между клетью и участком с выступающей кромкой, при этом участок с выступающей кромкой доходит до поверхности корпуса, а участок уплотнения располагается между участком с выступающей кромкой и участком с резьбой, причем участок с выступающей кромкой имеет третий диаметр, больший, чем второй диаметр.

Изобретение относится к дозировочным клапанам для дозирования жидкости из резервуара, находящегося под давлением. Дозировочный клапан (1) содержит корпус (6) клапана с каналом (7) и телом (2) клапана, которое является подвижным для открывания и закрывания дозировочного клапана (1), и пружину (3), которая действует с силой упругости на тело (2) клапана и таким образом удерживает тело (2) клапана в исходном положении.

Задвижка с надежным запорным механизмом содержит корпус (10) клапана, выполненный с первым концом (11) и вторым концом (12), с проходным отверстием (13) на втором конце (12); приводной механизм (20) размещенный на корпусе (10) клапана; скользящее седло (30) с возможностью скольжения в корпусе (10) клапана, выполненное с перпендикулярно расположенным приводным желобом (31) для перемещения, в то время как желоб (31) для перемещения характеризуется нелинейной траекторией; кроме того, скользящее седло (30) выполнено с двумя симметрично расположенными на нем направляющими участками (35); качающийся рычаг (40) одним концом присоединен к приводному механизму (20), а его другой конец размещен в приводном желобе (31), с возможностью вращательного перемещения качающегося рычага (40) приводного механизма (20) вдоль траектории между первым и вторым положением для перемещения скользящего седла (30) между первым концом (11) и вторым концом (12), в соответствии с нахождением качающегося рычага (40) в первом и во втором положениях, причем качающийся рычаг (40) смещается встречно направлению движения скользящего седла (30); и рабочий орган (50) клапана, выполненный с двумя вторыми направляющими участками (51) для взаимодействия с первыми направляющими участками (35) на скользящем седле (30), выполненными с возможностью параллельного или вертикального перемещения относительно проходного отверстия (13), причем при первом положении поворотного рычага (40) скользящее седло (30) находится на первом конце (11), при втором положении поворотного рычага (40) скользящее седло (30) находится на втором конце (12), а рабочий орган (50) клапана надежно герметизирует отверстие (13) клапана.

Изобретение относится к насадке (3) клапана, содержащей привод (5), стержень (6), соединенный с приводом (5), и модуль (11) управления, предназначенный для управления приводом (5).

Изобретение относится к устройствам для прерывания потока сыпучих материалов. Оно может быть использовано в дозирующих устройствах.

Клапан // 2653618
Настоящее изобретение относится к клапанам. Предпочтительно, клапан является управляемым регулирующим клапаном, обеспечивающим вариативность между максимальным потоком и отсутствием потока при перепаде давлений в клапане (т.е.

Отсечная задвижка относится к трубопроводной арматуре. Включает поршневой привод двухстороннего действия и систему управления приводом.

Изобретение относится к арматуростроению и предназначено для регулирования расходов высокотемпературных газов в испытательных стендах авиадвигателей, а также других отраслях промышленности.

Изобретение относится к машиностроению, а именно к арматуростроению, и может быть использовано в качестве запорной арматуры на трубопроводах АЭС, ТЭС, магистральных нефте- и газопроводах.

Изобретение относится к арматуростроению и может быть использовано в различных устройствах, переключающих потоки жидкостей и газов, в частности в переключателях потока для установок измерения дебита скважинной жидкости и газа, и позволяет увеличить ресурс переключателя скважин многоходового (ПСМ) за счет снижения использования в его конструкции большого числа быстроизнашиваемых деталей.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам дренирования жидкости со скважин, и может быть использовано для дренирования жидкости со скважин при подземном способе добычи нефти.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты газовых и нефтяных скважин при критическом изменении давления в отводящем трубопроводе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к устройствам для дренирования, и может быть использовано для дренирования жидкости со скважин при подземном способе добычи нефти.

Изобретение относится к клапанным устройствам для насосов перекачки, расположенных на устье скважины. Устройство содержит корпус с приемной емкостью и с крышкой и поплавок, образующие в своей совокупности клапан для стравливания газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей области и предназначено для ручного и автоматического переключения направления потока нефти в автоматизированных групповых замерных установках от подводящих патрубков со скважины на замерное устройство.

Изобретение относится к запорной арматуре и может быть применено в манифольде добычной устьевой арматуры. Клапан содержит полый корпус с подводящими патрубками основного компонента и сбрасываемого компонента и отводящим патрубком для смеси основного и сбрасываемого компонентов, в котором размещен, с пересечением его перпендикулярно оси внутренней полости, запорный орган, имеющий подвижную и неподвижную части.

Изобретение относится к технике нефтедобывающей промышленности, в частности к струйным насосам, и может быть применено для перепуска затрубного газа в выкидную линию при добыче нефти с высоким давлением насыщения нефти газом в скважинах, эксплуатируемых погружными насосными установками.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования, преимущественно, в качестве переключателя скважин в групповых замерных установках объектов нефтедобычи.

Изобретение относится к запорно-регулируемой арматуре. Устьевая арматура скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей стандартной клиновой подвески подвешена на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб, на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство, образованное патрубками, с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки. В результате достигается возможность уменьшить высоту и металлоемкость фонтанной арматуры устья скважины при одновременном обеспечении возможности замены стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины. 2 ил.

Наверх